Время шельфовых инвестиций

Rystad Energy прогнозирует дальнейший рост вложений на шельфе – до 123 млрд долларов по итогам 2019 года. Это значительно превышает рекордный уровень 2014 г., когда компании в течение года направили в морские нефтегазовые проекты 78 млрд долларов. 

Новая фаза освоения месторождения Marjan в Саудовской Аравии стала крупнейшим проектом по добыче углеводородного сырья, решение по которому было принято за последние пять лет. Эксперты также выделяют реализацию на шельфе Бразилии крупных газовых проектов на месторождениях Hail и Ghasha, запуск новой платформы для добычи, хранения и отгрузки нефти на месторождении Lula Oeste, а также строительство газотранспортной системы между месторождениями Atum и Golfinho в рамках проекта по производству сжиженного природного газа Area 1 LNG. Все эти бразильские проекты также войдут в список крупнейших морских нефтегазовых проектов последних лет. Ранее на попадание в него претендовала вторая фаза на месторождении Liza: принятие окончательного решение стоимостью 4,7 млрд долларов анонсировано ExxonMobil до конца этого года. 

Компании в 2019 г. могут инвестировать в шельф больше, чем позволяли себе при ценах на нефть в 100 долларов за баррель. По итогам 2014 г., до падения цен на нефть, были приняты решения для 74 проектов на шельфе, реализация которых в целом была оценена в 78 млрд долларов. В 2016 г. инвестиции в морские нефтегазовые проекты достигли дна в 37 млрд долларов. Последние пять лет компании-операторы усердно сокращали издержки на шельфовые разработки, добившись среднего показателя безубыточности на уровне 40 долларов за баррель. Согласно подсчетам Rystad Energy, лишь порядка 13% из всего перечня проектов на 123 млрд долларов, для которых возможно принятие окончательного инвестиционного решения до конца этого года, рентабельны при ценах на нефть более 60 долларов за баррель, и обладают наиболее высокими рисками. 

Wood Mackenzie прогнозирует быстрые темпы роста вложений в морские нефтегазовые проекты на глубоководье. В 2019 г. инвестиции в такие проекты могут составить 80 млрд долларов, что в четыре раза превышает уровень 2018 г. (20 млрд долларов). Финансовые потоки, направляемые на реализацию нефтегазовых проектов в сегменте upstream, растут вот уже третий год, но в целом темпы не такие впечатляющие, как для глубоководных проектов. По информации WoodMac, осуществление этих проектов стало эффективным при ценах на нефть в 50 долларов за баррель, тогда как в 2014 г. этот показатель был выше на 37% и составлял 79 долларов за баррель. Средний объём капиталовложений на баррель для глубоководных проектов за это время снизился на 60%, до восьми долларов.

Высокие нефтяные котировки, поддерживаемые соглашением ОПЕК+, обеспечили не только рост сланцевой добычи в Соединённых Штатах, но и прирост в сегменте разработки традиционных запасов углеводородного сырья. Так, даже в США, где продолжается сланцевая революция, компаниям удалось достичь значительного прироста производства и на шельфе Мексиканского залива. В мае этого года, ранее запланированного срока, компания Shell начала промышленную добычу в рамках проекта Appomattox на установленной в 130 км от Луизианы платформе. В настоящее время уровень производства на этом глубоководном месторождении составляет 175 тыс. баррелей н. э. в сутки. Однако Rystad Energy оценивает возможный прирост добычи в Мексиканском заливе по итогам года в среднем на 135 тыс. баррелей нефти в сутки, но даже этот консервативный прогноз позволит выйти в регионе на уровень нефтедобычи в 1,95 млн баррелей в сутки. Это станет новым историческим максимумом. Ещё в 2013 г. в Мексиканском заливе добывалось в среднем 1,28 млн баррелей в сутки, затем производство нефти в регионе стало расти и достигло по итогам 2018 г. рекорда в 1,79 млн барр./сут. 

Wood Mackenzie выделяет 115 новых крупных проектов в мировом upstream с общим потенциалом добычи на пике более 50 млн баррелей н.э. в год и общей стоимостью в 500 млрд долларов, реализация которых была одобрена за последние годы. Только за 2018 г. были приняты решения для проектов общей стоимостью в 190 млрд долларов. Главный акцент сделан на реализации проектов с низкой стоимостью и с большими запасами, которые могут обеспечить добычу на долгий период. Эта цель сегодня объединяет инвесторов, принимающих решения и вкладывающих средства в upstream в Саудовской Аравии, Ираке, ОАЭ, России, Канаде и Израиле. На такие проекты в глобальном масштабе приходится, согласно подсчётам WoodMac, около 41 млрд баррелей н.э., или 57% от запасов, разработка которых одобрена с 2015 г. 

В период кризиса 2014-2016 гг. принятие решений для глубоководных проектов было ориентировано на относительную технологическую простоту: большинство одобренных в это время проектов на глубоководье были привязаны к уже существующей инфраструктуре. Запущенные в промышленную эксплуатацию во время кризиса месторождение Zohr (Египет) и вторая фаза на Mad Dog (Мексиканский залив США) стали в этом плане редкими исключениями, тогда как большинство других технологически сложных и крупных проектов были отложены на неопределённое будущее.
 
Однако задержки в реализации стали разрушать их ценность на более отдалённом временном горизонте из-за широко обсуждаемого перехода к новой энергетике в условиях стремительного удешевлении возобновляемых источников энергии. В результате последние годы стали особенно урожайными для принятия окончательных инвестиционных решений по проектам на глубоководье. WoodMac отмечает усилия компаний-операторов, нацеленные на поиск упрощённых и стандартизированных решений для разработки таких объектов, а также всё чаще встречающуюся разбивку сложных проектов на несколько последовательно вводимых фаз. Это позволяет сокращать время от принятия окончательного решения до получения первого промышленного потока углеводородов: средний показатель для глубоководья сейчас составляет менее трёх лет.

В глобальном масштабе выделяются крупные проекты по добыче природного газа на глубоководье. Сегодня прорыв здесь обеспечивают месторождения в Африке и Средиземноморье. За последние месяцы приняты решения по месторождению Tortue компании BP в Сенегале и глубоководному блоку Area 1 компании Anadarko в Мозамбике. А до конца года ожидается принятие ОИР для ещё двух глубоководных проектов в Мозамбике и Танзании. 

По мнению аналитиков Wood Mackenzie, на 2018-2021 годы приходится новый этап инвестиций в СПГ-проекты. В этот период может быть одобрена реализация проектов общей стоимостью 200 млрд долларов. Ресурсной основой для многих из них станут глубоководные разработки. Одним из примеров является австралийский Prelude FLNG, в рамках которого 11 июня 2019 г. началась промышленная отгрузка сжиженного природного газа. Проект Shell Prelude FLNG был профинансирован в 2011 г. на сумму чуть более 11 млрд долларов. Однако из-за проблем с проектированием и строительством затраты выросли до 15 млрд долларов – на 36%. Как отмечают в Rystad Energy, данный перерасход со стороны Shell привёл к отмене в 2016 г. заказа на сумму 4,6 млрд долларов в Samsung Heavy Industries на ещё три установки FLNG. 

Что касается добычи нефти, то WoodMac отмечает значительные ресурсы глубоководных нефтяных месторождений в глобальном масштабе. Однако за пределами Мексиканского залива США и стран Латинской Америки лишь немногие из них сейчас могут быть конкурентоспособны. В ближайшее время запланировано принятие окончательных инвестиционных решений по крупнейшим проектам в Бразилии. В частности, ожидаются новые фазы на проектах национальной нефтяной компании Petrobras на месторождениях Mero, Roncador, Marlim, Sepia и Buzios. 

Тем временем американская ExxonMobil стремительно продвигается к принятию решений для фаз 3-6 на гигантском месторождении Liza в Гайане. Весной текущего года она получила разрешение гайанских властей на реализацию второй фазы данного проекта. Промышленная добыча в объёме 220 тыс. барр./сут. начнётся в середине 2022 г. Реализация второй фазы оценивается в 6 млрд долларов. Примерно 1,6 млрд из них планируется направить на создание плавучей платформы для производства, хранения и отгрузки нефти Liza Unity FPSO. Компания SBM Offshore, с которой летом прошлого года был заключён контракт на разработку и проектирование данной платформы, заявила, что Liza Unity по своим параметрам станет крупнейшей в мире FPSO. Мощность хранилища, расположенного на борту платформы, оценивается в 2 млн баррелей. 

Полный текст читайте в №7-8 "Нефти России"